Pétrole

Le pétrole

Le pétrole, du latin petra, pierre, et oleum, huile (soit « huile de pierre »), est une roche liquide carbonée, ou huile minérale. Énergie fossile, son exploitation est l’un des piliers de l’économie industrielle contemporaine, car il fournit la quasi totalité des carburants liquides. Le pétrole est aussi souvent appelé or noir en référence à sa couleur et à son coût élevé.

Le pétrole est un mélange de nombreux hydrocarbures provenant de la décomposition d'organismes marins vivant il y a plusieurs millions d'années. La composition du pétrole dépend du lieu d'où il est extrait : il y a actuellement une centaine de bruts différents sur le marché pétrolier. On distingue trois catégories d'hydrocarbures présents dans les fractions du brut distillant entre 20 et 200°C :
les alcanes ou paraffines (18 à 65 %),
les cycloalcanes ou naphtènes (25 à 90 %)et
des composés aromatiques (jusqu'à 15 %).
Il n'y a pas d'alcènes (oléfines) ni d'alcynes. D'autres éléments sont souvent présents dans le pétrole : le soufre, l'azote, des métaux. Il contient très peu d'oxygène. On nomme les pétroles en fonction de leur densité (d) par rapport à l'eau : légers si d < 0,8 et lourds si d > 1.

La formation du pétrole

Le pétrole est un produit du passé géologique d’une région, issu de la succession de trois circonstances plutôt exceptionnelles :

• l'accumulation de matière organique ;
• sa maturation ;
• le piégeage des hydrocarbures.

Comme un gisement de pétrole est entraîné dans la tectonique des plaques, l’histoire peut ne pas s’arrêter là. Il peut être enfoui plus profondément et se pyrolyser à nouveau, donnant un gisement de gaz naturel, on parle alors de gaz thermogénique secondaire, par opposition au gaz thermogénique primaire formé directement par pyrolyse du kérogène. Le gisement peut également fuir, et le pétrole migrer à nouveau, vers la surface ou un autre piège.

Il faut ainsi un véritable concours de circonstances pour mener à la création d’un gisement de pétrole (ou de gaz), ce qui explique d’une part que seule une infime partie de la matière organique formée au cours des ères géologiques se soit transformée en énergie fossile et, d’autre part, que ces précieuses ressources soient réparties de manière très disparate dans le monde.

Accumulation de matière organique

En règle générale, la biosphère recycle la quasi-totalité des déchets qu’elle produit. Cependant, une petite minorité de la matière « morte » sédimente, c’est-à-dire qu’elle se dépose et est enfouie avec de la matière minérale (roche mère), et dès lors coupée de la biosphère. Ce phénomène concerne des environnements particuliers, tels que les endroits confinés (lagunes, deltas,…), surtout en milieu tropical et lors de périodes de réchauffement climatique intense (comme le Silurien, le Jurassique et le Crétacé), où le dépôt de détritus organiques dépasse la capacité de « recyclage » de l’écosystème local. C’est durant ces périodes que ces sédiments riches en matières organiques (surtout des lipides) s’accumulent.

Maturation de la matière organique

Au fur et à mesure que de nouvelles couches de sédiments se déposent au dessus de cette strate riche en matières organique, la « roche-mère » ou « roche-source », voit ses conditions de température et de pression augmenter. La matière organique se transforme d’abord en kérogène, un « extrait sec » disséminé dans la roche sous forme de petits grumeaux. Si la température devient suffisante (le seuil est à au moins 50°C, généralement plus, selon la nature de la roche et du kérogène), et si le milieu est réducteur (pauvre en oxygène, dans le cas contraire le kérogène sera simplement oxydé), le kérogène sera pyrolysé de façon extrêmement lente.

Le kérogène produit du pétrole et/ou du gaz naturel, qui sont des matières plus riches en hydrogène, selon sa composition et les conditions d’enfouissement. Si la pression devient suffisante ces fluides s’échappent, ce qu’on appelle la migration primaire. En général, la roche source a plusieurs dizaines, voire centaines de millions d’années quand cette migration se produit. Le kérogène lui-même reste en place, appauvri en hydrogène.

Piégeage des hydrocarbures

Quant aux hydrocarbures expulsés, plus légers que l’eau, ils s’échappent en règle générale jusqu’à la surface où ils sont oxydés, ou biodégradés (ce dernier cas donne des sables bitumineux), mais une minime quantité est piégée : elle se retrouve dans une zone perméable (généralement du sable, des carbonates ou des dolomites) qu’on appelle la « roche-réservoir », et ne peut s’échapper à cause d’une couche imperméable (composée d’argile, de schiste et de gypse), la « roche piège » formant une structure piège. Il existe plusieurs types de pièges. Les plus grands gisements sont en général logés dans des pièges anticlinaux. On trouve aussi des pièges sur faille ou mixtes anticlinal-faille, des pièges formés par la traversée des couches par un dôme salin, ou encore crées par un récif corallien fossilisé.

Composition

On distingue les pétroles en fonction de leur origine et donc de leur composition. Le mélange d’hydrocarbures issu de ce long processus comprend des chaînes linéaires plus ou moins longues, ainsi que des chaînes cycliques naphténiques ou aromatiques. Il est possible de distinguer les différents types de pétrole selon leur densité, leur fluidité, leur teneur en soufre et autres impuretés (vanadium, mercure et sels) et leur teneur en différentes classes d’hydrocarbures. Le pétrole est alors paraffinique, naphténique ou aromatique. Il est aussi possible de les classifier parfois selon leur provenance (golfe Persique, mer du Nord, Venezuela, Nigeria,…), car le pétrole issu de gisements voisins a souvent des propriétés proches.

L’histoire de l’utilisation du pétrole

Il existe des centaines de bruts de par le monde. Certains servent comme étalon pour établir le prix moyen du pétrole en provenance d’une région donnée. Les bruts les plus connus sont l'Arabian Light (brut de référence du Moyen-Orient), le Brent (brut de référence européen) et le West Texas Intermediate (WTI, brut de référence américain).

Selon sa provenance, le brut peut contenir du gaz dissous, de l’eau salée, du soufre et des produits sulfurés (thiols –mercaptans- surtout). Il a une composition trop complexe pour être décrite en détails. Il faut distinguer simplement trois catégories de brut :

• à prédominance paraffinique ;
• à prédominance naphténique ;
• à prédominance aromatique.

Il faut signaler également qu’il existe des bruts aptes à faire du bitume, ce sont des bruts très lourds de type Boscan, Tia Juana, Bachaquero ou Safaniyah. Les deux principaux critères pour classer les centaines de bruts différents qui existent sont la gravité (densité) et la teneur en soufre, depuis le plus léger et le moins sulfureux (qui a la plus haute valeur commerciale) qui est du condensat, jusqu’au plus lourd et au plus sulfureux qui contient 90 % de bitume environ : c’est un brut d’Italie.

L’usage du pétrole remonte à l’Antiquité, mais l’approvisionnement était limité aux affleurement naturels de pétrole, et au pétrole trouvé accidentellement en creusant des puits pour trouver de l’eau potable ou de la saumure. Ces sources étaient faibles et irrégulières. Les civilisations mésopotamiennes s’en servaient comme produit pharmaceutique, cosmétique et comme combustible pour les lampes à huile. Les Égyptiens employaient de l’asphalte pour la momification.

Au Moyen Âge, il a été utilisé par les Byzantins, puis les Vénitiens, dans la préparation du « feu grégeois » pour incendier et couler les navires ennemis. Les Amérindiens, de leur côté, utilisaient du pétrole pour calfater les embarcations et pour ses supposées vertus médicinales. Au début du XIXe siècle, il existait une utilisation ponctuelle du pétrole, surtout aux États-Unis. Il était vendu comme remède « miracle », ou servait dans des lampes et comme lubrifiant. À la même époque, le pétrole de Gabian, était utilisé en France, dans la pharmacopée et les salons de coiffure…

1859-1901 : la naissance d’une industrie

Contrairement à une idée répandue (surtout aux États-Unis), Edwin Drake n’a pas foré le premier puits de pétrole cette année-là. Cependant, il semble avoir été le premier à produire du pétrole depuis un puits spécifiquement foré dans ce but et, quoi qu’il en soit, il a provoqué la naissance de l’industrie pétrolière. L’idée était simple : puisque le pétrole qu’on trouvait en surface semblait fuir depuis des réserves souterraines, on devait pouvoir en produire beaucoup plus en creusant pour accéder directement à celles-ci. Il fora donc son puits en Pennsylvanie, dans une région connue pour les affleurements de pétrole, et produisit les premiers barils de l’ère moderne. Les États-Unis en produisirent 274 tonnes en 1859. L’année précédente, le seul producteur était la Roumanie avec 200 tonnes.

Il s’ensuivit une « ruée vers l’or noir » dans différentes régions du monde : Alberta, Californie, Transylvanie, Pologne et Azerbaïdjan. Les puits de cette époque, creusés dans des réservoirs proches de la surface signalés par des affleurements, produisaient peu, de l’ordre du baril/jour. Le marché restait confiné aux applications traditionnelles, pétrole lampant en tête. En 1857, la ville de Bucarest devient la première au monde éclairée au pétrole. Notons qu’en fournissant un carburant liquide beaucoup moins cher que l’huile de baleine employée jusque-là, le pétrole a probablement sauvé cette espèce de l’extinction totale.

En 1885, le chimiste américain Benjamin Silliam Jr. (1816-1885), reprenant des travaux antérieurs, retrouva un certain nombre de produits naturels par distillation du pétrole : goudrons, lubrifiants, naphta, solvants pour les peintures ainsi que l’essence qui, considérée à l’époque comme produit mineur, était utilisée comme détachant. Le marché du pétrole connaissait à cette époque des fluctuations de prix énormes, chaque nouveau gisement saturant le marché pour quelque temps. John Davison Rockefeller parvint à établir une situation de monopole sur le raffinage américain, qui sera brisé par une loi antitrust.

1901-1945 : changement d’échelle

Foré en 1901, le premier puits dans le gisement de Spindletop au Texas inaugura une ère nouvelle. Creusé dans un réservoir profond et non indiqué par des affleurements, il produisit 80 kbbls/j après son percement. Vers la même époque, le moteur à explosion se généralise, créant une nouvelle demande pour les carburants liquides. La production augmente de façon soutenue jusqu’à la Seconde Guerre mondiale.

Des gisements de pétrole de grande taille, comme East Texas ou Kirkouk, furent si prolifiques que l’inquiétude principale était alors de savoir comment écouler la production. Le pétrole devint une source d’énergie majeure, au même titre que le charbon. Pendant les deux guerres mondiales, l’approvisionnement en pétrole des belligérants fut un enjeu majeur. L’industrie pétrolière se développa ensuite dans un nombre accru de pays, mais resta largement dominée par la production américaine qui, en 1945, représente encore 60 % du chiffre mondial de 7 Mbbls/j. Néanmoins, s’agissant des réserves, une part accrue se situe au Moyen-Orient. Par exemple, Burgan est découvert en 1938.

1945-1973 : l’abondance

La forte croissance économique qu’ont connue les pays développés entre 1950 et le milieu de 1970 n’a pu se réaliser qu’au prix d’un très fort accroissement de la consommation d’énergie. En effet, cette consommation est passée de 1,7 milliard de TEP (tonne équivalent pétrole) en 1950 à 5,2 milliards de TEP en 1970, soit un triplement en 20 ans. Au cours de cette période, le pétrole bon marché détrôna progressivement le charbon ; alimentant les centrales électriques et l’industrie, suscitant une crise économique de reconversion dans les bassins charbonniers. Dans le même temps, il permit la révolution verte. La population mondiale augmenta de 60 % durant ces 28 années, tandis que la production de pétrole fut multipliée par sept.

À cette époque, le pétrole était encore « facile » : les gisements se trouvaient facilement, et peu de régions productrices importantes étaient en déclin. D’immenses gisements faciles à exploiter, peu déplétés, étaient capables d’offrir de la production supplémentaire. Du point de vue technico-économique, comme conséquence de ce fort accroissement de la consommation, on assista à un développement des moyens de transport (transport maritime et par oléoduc) entraînant une diminution importante des coûts. La seule inquiétude restait le risque de saturation du marché. Les prix étant clairement orientés à la baisse, les pays disposant des plus vastes réserves constituèrent, en 1960, l’Organisation des pays producteurs de pétrole (OPEP), organisme chargé de coordonner les intérêts des pays membres et dont l’action, relativement limitée au début, devint par la suite prépondérante.

En 1953, les États-Unis mirent en place des restrictions à l’importation de pétrole afin de stimuler la production nationale. La fermeture du Canal de Suez de 1967 à 1975 entraîna une augmentation prodigieuse de la capacité unitaire des transports maritimes. C’est ainsi qu’on a construit dans les années 1970 des supertankers de 550 000 tonnes.

Vers 1970, on commença à se rendre compte qu’une croissance exponentielle de la production ne peut être maintenue indéfiniment, et certains pays producteurs se mirent à raisonner sur le long terme, se disant qu’en limitant la production, ils pourraient la prolonger. Ils prirent conscience de leur pouvoir face aux pays consommateurs et aux compagnies pétrolières. Des négociations importantes eurent lieu à Téhéran, puis à Tripoli en 1971, où les pays de l’OPEP obtinrent des compagnies une revalorisation substantielle de leurs revenus et des assurances de nouvelles augmentations. Le prix de l’Arabe léger (Arabian Light), brut de référence, n’était que de 3,02 USD courant le baril.

Avec la nationalisation de l’Aramco (1971), l’OPEP donnait le coup d’envoi des revendications visant à s’assurer une forte participation dans les sociétés pétrolières. Ces revendications ont été suivies d’effets par des accords de participation signés avec les pays du Golfe Persique. Par ailleurs, la production américaine atteint son pic en 1971.

1973-1985 : les crises pétrolières

En février 1971, l’Algérie annonça à la surprise générale la nationalisation des hydrocarbures, elle fut suivie par l’Irak en 1972, puis par la Libye en 1973, qui nationalisa à son tour 5 compagnies anglo-américaines de pétrole. En octobre 1973 éclata la guerre du Kippour. Les pays arabes, déjà mécontents de la dévaluation du dollar américain qui servait à payer leur pétrole (la convertibilité en or du dollar ayant été supprimée), décrétèrent un embargo pétrolier. Le prix du pétrole bondit de 3 à 13 USD. Une crise encore plus grave eu lieu en 1979, provoquée par la Révolution iranienne. Le prix culmina à 40 dollars en 1981. La production mondiale passa de 66 Mbbls/j en 1979 à 56 en 1983, le niveau de 1979 ne fut retrouvé qu’en 1993 - et il ne le fut jamais si l’on divise par la population. Dans ce contexte, les pays non-membres de l’OPEP se lancèrent dans un développement rapide de prospection et forage dans de nouvelles régions, comme la baie de Campeche, la mer du Nord, la Sibérie et l’Alaska. Les efforts en matière d’énergie nucléaire furent intensifiés, ainsi que les économies d’énergie. L’utilisation du charbon et du gaz naturel pour l’électricité fut accrue. La croissance de l’économie mondiale marqua un coup d’arrêt. Les répercussions politiques furent importantes. Les chocs pétroliers eurent des impacts variés dans la vie quotidienne : réduction de la cylindrée des voitures, heure d’été, etc.

1986-2001 : le retour à l’abondance ?

Une nouvelle période de prix relativement bas à partir de 1986 est due à la conjonction de plusieurs phénomènes. D’une part, les pays du Golfe augmentent massivement leur production. Il s’agit en partie d’un plan convenu avec les États-Unis dans le but de « couler » l’économie soviétique, pour laquelle le pétrole représente une source de devises importantes. Les pays du Golfe, contrairement à l’URSS, ont des coûts de production bas, et peuvent donc supporter une baisse du prix du baril. Ce plan fonctionna, et est une cause très importante, quoique méconnue, de l’écroulement soviétique. Cette chute se traduisit par la perte de plusieurs millions de barils par jour entre 1990 et 1995, mais fut compensée par une baisse de la demande des mêmes pays.

D’autre part, le pétrole des nouvelles régions explorées en réponse aux chocs pétroliers est exploité intensivement, les réserves s’épuisant à un rythme beaucoup plus rapide que celui des régions « traditionnelles ». La mer du Nord devint une région pétrolifère, mais avec son coût de production élevé et les prix bas du baril sur le marché mondial, elle ne généra pas les bénéfices escomptés. Mais surtout, la croissance économique restant faible dans la plupart des pays, la demande n’augmente pas beaucoup.

Les inquiétudes sur l’approvisionnement en pétrole s’estompent. Les efforts en matière d’efficacité énergétique et d’énergies nouvelles sont relâchés. La catastrophe de Tchernobyl contribue aussi à réduire les programmes nucléaires. Les investissements dans la filière pétrolière sont réduits également, et les compagnies pétrolières occidentales affichent des bilans peu flatteurs. Le prix oscille entre 10 et 20 dollars jusqu’en 2001, sauf un pic au moment de la guerre du Koweït. Il passera même sous les 10 dollars en 1998, sous le double effet d’une reprise de la production irakienne et d’une crise financière en Asie.

Depuis 2002 : l’inquiétude

En 2006, le prix du pétrole se situe près des 75 USD, soit cinq fois plus qu’en 2001. Cette hausse a pris tous les analystes par surprise, d’autant qu’elle s’est produite sans raison politique majeure, contrairement aux chocs des années 1970. Si des paramètres momentanés (ouragans, ruptures d’oléoducs, incidents politiques, situation au Venezuela) sont intervenus, les raisons de fond sont :

• La hausse de la demande, en particulier de la Chine, dont la consommation a augmenté de plus de 2 Mbbls/j en quatre ans, résultat de l’accès d’une fraction pourtant faible de sa population à la société de consommation.
• L’épuisement rapide des réserves de certaines régions, comme la Mer du Nord, qui ont été exploitées très intensivement. Par exemple, la production britannique a diminué de 40 % entre 2000 et 2006, tandis que la production australienne a diminué de moitié.

Les investissements trop faibles de la décennie précédente. Actuellement, tous les éléments de la chaîne pétrolière (derricks, gisements, oléoducs, pétroliers, raffineries) sont vieux et utilisés à 100 % de leur capacité.

• L’incapacité des pays du Golfe à augmenter suffisamment leur production, du fait du vieillissement de leurs grands gisements, dont la plupart sont exploités depuis 40 ans ou plus.

Ces difficultés furent partiellement compensées, jusqu’en 2004, par un rebond spectaculaire de la production russe mais celle-ci augmente beaucoup moins depuis 2005. Dans ce contexte, on cherche à nouveau à économiser le pétrole, mais les 15 années de retard pris dans le domaine se font sentir. Le pétrole non conventionnel fait l’objet d’investissements accrus, et la stratégie militaire des grandes puissances prend de plus en plus le pétrole en compte. L’investissement est relancé, mais l’exploration pétrolière offre des retours sur investissement bien plus faibles que jadis. L’OPEP n’a plus de capacité de production en réserve, et a donc perdu son contrôle des prix.

Les paramètres principaux pour l'estimation de la demande pétrolière à moyen et long terme sont au nombre de cinq :

• la croissance économique ;
• l'évolution de la part du pétrole dans le mix énergétique ;
• les changements dans l'efficacité de l'utilisation du pétrole (intensité énergétique par unité de PIB) ;
• les prix du pétrole ;
• les conditions climatiques.

D'autres éléments impactent la demande à court terme :

• le prix des énergies concurrentes (principalement gaz et charbon) ;
• la fiscalité sur les produits pétroliers ;
• le taux de change du dollar ;
• le taux de charte des tankers ;
• la spéculation ;
• le nombre de jours travaillés dans le mois ;
• les grèves dans les industries très consommatrices de pétrole ;
• etc.

Courant 2006, les prix se sont légèrement tassés aux environs de 60 dollars. Il sont repartis à la hausse en 2007, atteignant des records à historiques à 80 dollars (12 septembre) puis 90 (19 octobre).

Exploration et production du pétrole

L’industrie pétrolière se sépare schématiquement en « amont » (exploration, production) et en « aval » (raffinage, distribution).

L’exploration, c’est-à-dire la recherche de gisements et la production sont souvent associés : les États accordent aux compagnies des concessions, pour lesquelles ces dernières assument le coût de l’exploration, en échange de quoi elles exploitent (pour une certaine durée) les gisements trouvés. Les mécanismes financiers sont variés : prêts à long terme, participation au capital, financement via des emprunts faits auprès de banques nationales, etc.

L’exploration commence par la connaissance géologique de la région, puis passe par l’étude détaillée des structures géologiques (principalement par imagerie sismique, même si la magnétométrie et la gravitométrie peuvent être utilisées) et la réalisation de puits. On parle d’exploration « frontière » lorsque la région n’a pas encore de réserve prouvée, le risque est alors très élevé mais le prix d’entrée est faible, et le retour peut être important.

La production, ou plutôt l’extraction du pétrole, peut être une opération complexe : pour maximiser la production finale, il faut gérer un réservoir composé de différents liquides aux propriétés chimiques très différentes (densité, fluidité, température de combustion et toxicité, entre autres). Au cours de la vie d’un gisement, on augmente le nombre de puits de production pour accéder aux poches restées inexploitées. En règle générale, on injecte de l’eau et/ou du gaz dans le gisement, via des puits distincts de ceux qui extraient le pétrole. Une mauvaise stratégie d’exploitation (mauvais emplacement des puits, injection inadaptée, production trop rapide) peut diminuer de façon irréversible la quantité de pétrole extractible. Par exemple, la frontière entre la nappe de pétrole et la nappe d’un liquide chargé en soufre peut être brisée par simple brassage, contaminant ainsi le pétrole.

Au cours des dernières décennies, l’exploration et la production se font en proportion croissante en offshore : l’onshore, plus facile d’accès, a été exploité le premier. La loi de Ricardo s’applique très bien au pétrole, et, en règle générale, le retour sur investissement tend à diminuer : les gisements sont de plus en plus petits, dispersés, et difficiles à exploiter. Il y a bien sûr des exceptions, comme dans des pays où l’exploration a longtemps été paralysée pour des raisons politiques.

Le raffinage consistait simplement, à l’origine, en la distillation du pétrole, pour séparer les hydrocarbures plus ou moins lourds. La distillation sous pression atmosphérique s’est vue complétée d’une distillation sous vide, qui permet d’aller plus loin dans la séparation des hydrocarbures lourds. Au fil du temps, nombre de procédés ont été ajoutés, dans le but de maximiser la production des coupes les plus profitables (essence et gasoil, entre autres) et de diminuer celle de fioul lourd, ainsi que de rendre les carburants plus propres à l’emploi (moins de soufre, de particules et de métaux lourds). Ces procédés, qui notamment comprennent le reformage, le désasphaltage, la viscoréduction, la désulfuration, l’hydrocraquage, utilisent beaucoup d’énergie (sous forme de chaleur et d’hydrogène).

Ces procédés continuent à se multiplier, les raffineurs devant satisfaire des demandes de plus en plus sévères sur la qualité des produits (du fait de l’évolution de la structure du marché et des normes environnementales) alors que la qualité des pétroles bruts tend à diminuer, les pétroles plus lourd et plus riches en soufre représentant une part accrue de la production. Une autre évolution importante est la valorisation améliorée des gaz (GPL) et des solides (cokes de pétrole, asphalte) coproduits par le raffinage.

Les raffineries sont en général des infrastructures considérables, traitant des dizaines, voire des centaines de milliers de barils/jour.

On inclut aussi souvent dans l’industrie aval pétrolier, en plus de la production des carburants, la conversion de certains des produits en dérivés comme les matières plastiques. Le transport du pétrole, tant le brut que les produits raffinés, utilise principalement les pétroliers et les oléoducs pour les grandes distances et les volumes importants. Le transport par chemin de fer, par barge en eau douce et par camion sont surtout utilisés pour la distribution finales des produits. Le transport du pétrole est à lui seul un secteur économique important : ainsi, les pétroliers représentent environ 35 % du tonnage de la marine marchande mondiale.

Source principale : wikipédia, article en GNU

Nota : les unités couramment utilisées pour quantifier le volume de pétrole sont les Mbbls ou Gbbls pour les réserves, les Mbbls/j pour la production, « bbls » signifiant « blue barrels », les préfixes « M » et « G » signifiant respectivement million et milliard (méga et giga). Un baril représente exactement 42 gallons, soit 158,987 litres. Cette unité, bien qu’universellement utilisée pour le pétrole, n’est pas une unité légale, même aux États-Unis. À titre d’exemple, le plus grand réservoir connu de pétrole, Ghawar, contient environ 70 Gbbls extractibles et la production mondiale est de 81 Mbbls, c’est-à-dire 12,9 milliards de litres par jour.

Voir aussi Combustibles fossiles

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